储能装机降了18%，招标接近翻倍

行业深度研究 · 新型储能 · 2026.10.16

一句话结论：需求没走，项目形态与收益结构在同时换挡。

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核心结论

1. 2026上半年国内新型储能新增投运21.81GW/58.60GWh，功率同比降18%、能量降16%，是多年高增长后首次规模性回落；同期集采与框采招标规模同比增长95%，装机节奏与订单节奏第一次分叉。
2. 收益来源在换。2026年1月的容量电价机制把放电时长写进补偿公式，储能电站从新能源的配套成本项变成电力市场里独立结算的经营主体，收入由容量补偿、电能量、辅助服务三块构成。
3. 价格分化比价格涨跌更有信息量：2小时系统中标均价同比涨8.3%，4小时系统涨21.1%。但供给侧的过剩没有解除，高盛把全球电池供需比的触底时点放到2029年前后。

目录

01 装机降了，订单翻倍了02 容量电价把「时长」装进了现金流03 2小时涨8%，4小时涨21%04 谁在赚钱，谁被挤出去05 供给这一侧还没走完

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导语：工业和信息化部在10月15日于福建宁德开幕的2026世界储能大会上披露，2026上半年全国储能电池产量超过420GWh，同比增长约110%；到6月底，新型储能累计装机超过1.53亿千瓦，相当于「十四五」初期的50倍。中关村储能产业技术联盟（CNESA）统计的新增投运装机，同期下滑18%。累积规模还在成倍攀升，新增装机第一次掉头。

01 装机降了，订单翻倍了

CAPACITY VS ORDERS

新增装机的下滑，发生在这门生意换定价者的节点上。量的口径改了，需求的口径没改。

CNESA在今年8月27日发布的数据显示，上半年中国新增投运新型储能装机21.81GW/58.60GWh，功率同比降18%、能量降16%。这是这个行业连续多年高速增长之后第一次出现规模性回落。新增投运项目数量同比下降51%，百兆瓦级以上项目的数量占比反而提升了8个百分点。CNESA理事长陈海生在第十一届储能西部论坛上表示，新增规模回落并不代表市场需求下降，建设节奏正在回归常态。

〔指标卡〕21.81GW 上半年新增投运装机（同比 -18%）／80.16GWh 集采与框采招标规模（同比 +95%）／69.3% 独立储能占新增投运比重（同比 +13.9pct）

需求量的证据在招标端。上半年储能系统集采、框采招标规模达到80.16GWh，同比增长95%；9月国内储能采招22.0GW/73.7GWh，比去年同期的11.7GW/33.3GWh分别增长88.0%和121.3%，独立储能贡献了主要增量。从招标到投运通常还有一到两个季度的间隔，上半年的订单会在下半年及2027年上半年陆续转成装机。

结构上换掉的是「谁来建」

上半年独立储能新增装机15.1GW，占新增投运的69.3%，同比提升13.9个百分点，成为增量市场的主要形态。新增项目的平均储能时长升至约2.7小时，4小时以上项目的数量占比同比提升4.8个百分点。过去跟着新能源电站走的配储项目在退潮，以独立主体身份进入电力市场的项目在补位。

✦ 该盯什么接下来两个季度看的是招中标转成投运的速度。招标继续放量而投运跟不上，瓶颈就在并网和收益确认环节，需求端并没有问题。

02 容量电价把「时长」装进了现金流

CAPACITY PAYMENT

2026年1月的容量电价机制，第一次把储能的放电时长直接写进补偿公式。时长从一项工程参数，变成了收入变量。

国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），在国家层面建立电网侧独立新型储能容量电价机制。容量电价水平以当地煤电容量电价标准为基数，按电站的顶峰能力折算，实行清单制管理，只有纳入省级清单的项目才能拿到容量补偿。湖北、甘肃、宁夏、河北、内蒙古、广东、浙江、山东、新疆等省份已出台落地政策。

〔框架〕独立储能的三元收益结构

• 容量补偿：按煤电容量电价标准折算的保底收益，是项目融资的现金流基础，也是清单制管理的对象。
• 电能量：在电力市场里低充高放赚峰谷价差。收益高低取决于当地现货市场的价差与价差持续的时间。
• 辅助服务：调频、调峰、备用等服务的补偿收入。构网型储能能够提供惯量与电压支撑，在这一项上空间更大。

需求端另一份文件做了减法。发改价格〔2025〕136号取消了把配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网前置条件的做法。强制配储退出之后，储能电站的身份变成电力市场里独立的经营主体，可以同时参与电能量、辅助服务和容量三个市场。中国电力企业联合会副秘书长刘永东指出，强制配储取消后，过渡性的容量租赁收益无法延续，单靠电能量和辅助服务难以覆盖投资与运营成本，容量电价给出了稳定的预期。

顶层目标已经写明。工信部等七部门联合印发的《新型电池产业发展「十五五」规划》提出，到2030年新型储能装机规模达到3亿千瓦，并把全固态电池初步规模化应用、长寿命锂电循环寿命1.5万次列入具体指标。工信部副部长熊继军在10月15日的大会上说，储能应用正在转向以实际运行产生效益为核心的新阶段，下一步要健全产能预警机制、防范「内卷式」竞争，推动行业从规模扩张转向创新引领。

✦ 判断标准判断一个储能项目能不能赚钱，先看它有没有进省级容量电价清单，再看它的时长是几小时。清单决定有没有保底，时长决定保底有多少。

03 2小时涨8%，4小时涨21%

PRICE DIVERGENCE

价格的分化比价格的涨跌更有信息量。长时系统拿到的是政策定价，短时系统拿到的只是成本传导。

〔表格〕品类／2026上半年中标均价／同比

• 2 小时储能系统｜599.3 元/kWh｜+8.3%
• 4 小时储能系统｜541.3 元/kWh｜+21.1%

CNESA的统计显示，2小时储能系统中标均价同比上涨8.3%，4小时系统同比上涨21.1%，两者相差约13个百分点。两类产品用的是同一批电芯，电芯成本上涨解释不了这么大的差距。多出来的那一截，来自容量电价对顶峰能力与放电时长的折算。

长时系统的绝对单价仍低于短时系统，涨幅却高一截。前三季度国内储能系统集采落地73.5GWh，投标均价0.543元/Wh，报价区间0.491至0.7元/Wh；储能电芯集采落地62.43GWh，投标均价0.3568元/Wh，区间0.325至0.394元/Wh。集采价格从年初持续上行，5月达到峰值0.559元/Wh，之后逐月回调，9月投标均价0.5195元/Wh，仍高于2025年的大部分时段。

上游成本在反方向走。碳酸锂价格已跌破11万元/吨，五个月里接近腰斩。同一时间，宁德时代商城里的314Ah储能电芯9月下旬挂牌0.403元/Wh起，比9月初的活动价0.395元/Wh还往上挪了一点。锂价下跌的红利并没有等比例传到系统端，头部电芯厂的报价保持坚挺。成本下行与价格上行同时存在，中间留出的那一段，就是这一轮定价权转移留下的空间。

04 谁在赚钱，谁被挤出去

WHO GETS PAID

集采把竞争从单个项目的价格战，变成了进入供应体系的资格赛。系统集成环节的集中度在升，工程交付端反而更散。

北极星储能网的统计显示，上半年储能集采、框采招标规模占总招标规模的比重超过50%，招标规模前五名企业的份额合计达到84%。在已开标的储能系统集采中，共50家企业成功入围，中车株洲所、比亚迪、智光储能各入围16次并列首位，宁德时代入围13次，济柴动力12次。电芯集采共30家企业入围，楚能新能源11次居首。框架采购有个特点：进了名单，后续项目会反复复用；进不去名单，就只能去别处找出路。

工程端是另一幅图景。上半年储能EPC中标规模161.2GWh，同比增长112%；中标企业数量580家，同比增长88%。参与主体增加、集中度下行，价格和响应速度成了这一层的主要竞争手段。

技术门槛还在往上抬。500Ah以上大容量电芯、钠离子电池、半固态与飞轮等技术加快落地，构网型储能、数字化运维和安全技术同步演进。这些方向对以组装为主的中小厂商并不友好。宁德时代董事长曾毓群10月15日在大会上提出，储能企业需要强化三项能力：面向多元电网需求的整站级解决能力、基于钠锂互补等底层材料的技术能力、从零部件测试走向体系化实证的验证能力。他同时说，储能正从新能源的配套设施，逐步成为电力系统不可或缺的新型基础设施。

✦ 容易被忽略的一点入围次数比中标金额更能反映位置。集采名单一旦进入，后面的框架采购会反复复用；名单外的公司只能去更分散、更看交付速度的EPC市场找活干。看一家公司的储能业务，先看它在不在名单里。

05 供给这一侧还没走完

SUPPLY OVERHANG

需求结构在改善，供给过剩没有跟着缓解。价格修复的持续性需要打折。

高盛10月14日发布的全球电池行业研报，第一次把储能需求纳入供需模型。测算结果是，中国以外市场的电池需求与本地产能之比将从2026年的110%降到2027年的104%，2030年回升到131%；如果把中国的潜在出口供应算进供给侧，同一比率2026年是33%、2027年降到32%、2030年也只回到40%。全球电池市场的供需比要到2029年前后才触底，原因是中国的储能需求增速趋于正常化，而供应还在增加，产能利用率继续下行。

高盛的态度写得很直白：在看到实质性产能关闭和电动车渗透率进一步提升之前，对电池行业保持审慎。该行把韩国电芯厂商2027年和2028年的EBITDA预测平均下调10%，同期正极材料企业的预测分别下调6%和7%；同时维持对宁德时代的买入评级，理由是它向综合储能系统供应商转型，有望改善长期盈利能力。

高盛的观点是，储能增长难抵供应过剩压力，当下还看不到足以确认周期触底的信号。这一判断基于海外产能的静态测算，对国内独立储能的需求弹性估计偏保守，但方向值得参照。

国内的情况要分两层看。总量过剩与结构性紧张同时存在：上半年关键生产设备自主化率超过90%，产业链配套完整，但在长时储能、构网型储能和大容量电芯上，能稳定交付的供应商并不多。工信部把产能预警机制和防范「内卷式」竞争写进了下一步工作方向，这本身也说明产能压力确实存在。

✦ 一个提醒拆储能公司的订单要分两类：一类是按框架协议锁定的集采份额，确定性强但价格被压得很低；一类是海外大储和数据中心配套订单，毛利更好，但认证和交付周期长。这两类订单的比例变化，比订单总量更能说明一家公司的处境。

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核心判断

储能这门生意在2026年换了定价者。装机不再由配储要求决定，收入由电力市场的规则决定。

机制的那一半已经落地，容量电价给了保底，长时系统拿到了溢价。另一半还没走完：容量电价渗透到多少个省份、辅助服务的价格规则能否细化，决定这门生意的收益上限；而供给侧的产能出清时点被机构推到了2029年前后，价格修复大概率呈现区间震荡。方向大概能确认，节奏仍需观察。

风险提示

• 政策落地节奏：省级容量电价清单的纳入进度如果慢于预期，独立储能项目的保底收益无法确认，会直接推后开工。清单制管理意味着项目收益高度依赖地方节奏，这一项的可见度目前偏低。
• 产能与价格：全球电池产能过剩若延续到2029年前后，系统集成环节的价格战可能重启，毛利率修复中断。国内新增装机已经转负，若招标增速也回落，供需两端的压力会同时出现。

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